Ce qui change au 1er novembre 2026
Le mécanisme de capacité est le dispositif qui rémunère la disponibilité des moyens de production, de stockage et d'effacement pendant les pointes de consommation d'hiver. Il sert à garantir la sécurité d'approvisionnement en électricité au moindre coût.
L'article 19 de la loi n° 2025-127 de finances pour 2025 a réformé ce dispositif. L'ancien mécanisme, approuvé par la Commission européenne en 2016 pour dix ans, arrive à son terme. Par une décision du 22 décembre 2025, la Commission européenne a autorisé le nouveau mécanisme français du 1er novembre 2026 au 31 mars 2036.
La différence tient en un mot : centralisation. Dans l'ancien système, chaque fournisseur devait acheter des garanties de capacité aux exploitants. Désormais, RTE contracte seul, pour le compte de la collectivité, le volume de capacité nécessaire à chaque hiver. Le coût est ensuite réparti par une taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité, régie par les articles L. 322-5 à L. 322-21 du code des impositions sur les biens et services.
La première période de livraison couvre l'hiver électrique 2026-2027. Elle a commencé le 1er novembre 2026 et se termine fin mars 2027.
Qui paie, et sur quelle base
La taxe est acquittée par ceux que les textes appellent les contributeurs. Selon la délibération de la CRE du 27 janvier 2026, il s'agit des fournisseurs d'électricité pour revente aux consommateurs finals, des grands consommateurs qui s'approvisionnent directement sur les marchés et des gestionnaires de réseau pour leurs pertes.
Le coût total est réparti entre les contributeurs selon leur consommation pendant les périodes de tension du système électrique. Pour une entreprise qui achète son électricité auprès d'un fournisseur, la taxe est donc due par ce fournisseur, qui la répercute dans son prix.
La CRE rappelle que les fournisseurs restent libres des modalités de cette répercussion dans leurs offres. Une seule condition s'impose : ces offres doivent rester cohérentes avec les coûts qu'ils supportent au titre du mécanisme. Deux contrats signés le même mois peuvent donc traiter la capacité de façon très différente.
Les jours PP, cœur du calcul
Les jours « période de pointe », ou jours PP, sont les journées de forte tension signalées par RTE. Selon la note de RTE du 30 septembre 2026 sur leur méthode de sélection, exactement 22 jours PP sont signalés par période de livraison, dont 6 entre le 1er novembre et le 31 décembre.
Ces jours sont choisis parmi les jours ouvrés, vacances scolaires comprises et jours fériés nationaux exclus. Un jour PP couvre deux plages : de 7 h à 10 h et de 17 h à 20 h. C'est la consommation sur ces plages qui sert au calcul de la quote-part de contribution.
| Paramètre | Règle pour la période 2026-2027 |
|---|---|
| Période de livraison | Du 1er novembre au 31 mars |
| Nombre de jours PP | 22, dont 6 en novembre et décembre |
| Plages horaires | 7 h - 10 h et 17 h - 20 h |
| Signal normal | Dès J-2 avant 12 h, au plus tard J-1 à 9 h 30 |
| Signal exceptionnel (EcoWatt orange ou rouge) | De J-3 à J-1 à 19 h |
Une fois le signal PP publié, RTE ne revient pas sur sa décision. Un site qui suit ces signaux sait donc, au plus tard la veille au matin en situation normale, quelles heures compteront.
Les chiffres de la première enchère
RTE a organisé le 6 juillet 2026 une enchère unique pour l'hiver 2026-2027. La délibération n° 2026-186 de la CRE du 10 septembre 2026 en détaille le résultat.
| Donnée | Valeur constatée par la CRE |
|---|---|
| Volume retenu à l'enchère | 82 446,8 MW |
| Prix d'équilibre général | 28 182,99 €/MW |
| Prix plafond intermédiaire des installations existantes | 15 000 €/MW |
| Capacités rémunérées au prix plafond intermédiaire | 70 900,5 MW |
| Capacités rémunérées au prix d'équilibre | 11 487,1 MW |
| TVA non déductible intégrée au coût | 272 767 940,68 € |
| Montant total à financer | 1 667 184 865,48 € |
| Puissance soutirée corrigée | 89 409,45 MW |
| Quotient applicable | 18 646,63 €/MW |
Le quotient est le montant unitaire de la taxe. Il rapporte le montant à financer à la puissance soutirée par l'ensemble des contributeurs, corrigée des aléas climatiques et des effacements. La CRE indique avoir déjà observé des ajustements mineurs pour quelques exploitants, qui seront intégrés au montant à financer de la période 2027-2028.
Le prix plafond intermédiaire a joué un rôle décisif. Selon la délibération de la CRE du 15 juillet 2026, ce plafond fixé à 15 000 €/MW a contribué à diviser par deux le coût du mécanisme pour le consommateur.
Pourquoi la capacité coûte plus cher cet hiver
La CRE qualifie le coût de la première enchère de « en forte hausse en comparaison de l'ancien mécanisme ». Sa délibération du 15 juillet 2026 sur les tarifs réglementés avance trois explications.
La première est la fin de l'ARENH au 31 décembre 2025. La livraison d'électricité nucléaire par EDF s'accompagnait aussi de garanties de capacité ; selon le taux d'écrêtement, elle pouvait réduire de plus de 40 % le coût de la capacité. Notre article sur la fin de l'ARENH et le versement nucléaire universel détaille ce changement.
La deuxième est la baisse des prix de l'électricité. Elle réduit les revenus des centrales thermiques nécessaires lors des pointes, ce qui augmente la rémunération dont elles ont besoin pour rester en service.
La troisième est fiscale. La réforme a pour effet d'appliquer deux fois la TVA sur le coût de la capacité. L'article 71 de la loi de finances pour 2026 compense cette double imposition par une baisse de l'accise sur l'électricité en août 2026 et en février 2027.
L'effet mesuré sur les tarifs réglementés
Les tarifs réglementés de vente d'électricité donnent un ordre de grandeur public. Dans sa proposition du 15 juillet 2026, la CRE y intègre le coût du nouveau mécanisme dès le 1er août 2026, sur douze mois. Pour les clients non résidentiels au tarif réglementé, la hausse liée à la capacité atteint en moyenne 3,13 €/MWh HT, soit 1,93 % HT. Ce chiffre concerne les tarifs réglementés : une offre de marché suit les règles de son propre contrat.
Ce que ça change pour vous
Pour une PME ou un site tertiaire en offre de marché
Le coût de capacité est porté par votre fournisseur, puis répercuté selon les termes de votre contrat. Il peut être inclus dans un prix global, facturé à part, ou révisé selon une clause d'indexation. Le contrat signé avant la réforme mérite une relecture attentive : la façon dont il traite la capacité après le 1er novembre 2026 détermine ce que vous paierez cet hiver.
Pour un industriel ou un gros consommateur
Un site qui s'approvisionne directement sur les marchés devient lui-même contributeur et acquitte la taxe sur sa propre consommation en jours PP. Pour les autres, l'enjeu se joue dans la négociation avec le fournisseur et dans la capacité à moduler la consommation sur les plages de 7 h à 10 h et de 17 h à 20 h.
Pour un gestionnaire de parc ou une collectivité
Les contrats couvrant plusieurs sites cumulent les profils de consommation. Les jours PP tombent en semaine, aux heures où les bâtiments chauffés démarrent et où l'éclairage est allumé. Le pilotage de ces usages lors des pointes signalées par RTE pèse directement sur la part de coût répercutée.
Ce que nous recommandons
Le nouveau mécanisme change la manière dont le coût de la sécurité d'approvisionnement entre dans le prix de l'électricité. Les entreprises qui en tirent le meilleur parti sont celles qui savent ce que leur contrat prévoit et à quel point leur consommation coïncide avec les pointes du réseau.
IHD accompagne les entreprises dans cette lecture, en toute indépendance des fournisseurs. Nous analysons les clauses de capacité des contrats en cours, comparons les offres sur une base homogène et éclairons la décision d'achat avant chaque renouvellement. Notre guide de l'achat d'électricité et de gaz en entreprise présente les grands modèles de prix, et notre guide de la facture d'électricité professionnelle aide à repérer chaque composante.
Pour faire le point sur votre contrat avant les pointes de l'hiver, découvrez notre service de courtage en énergie ou contactez-nous.
